RU2017121201A - Способ добычи нефти - Google Patents

Способ добычи нефти Download PDF

Info

Publication number
RU2017121201A
RU2017121201A RU2017121201A RU2017121201A RU2017121201A RU 2017121201 A RU2017121201 A RU 2017121201A RU 2017121201 A RU2017121201 A RU 2017121201A RU 2017121201 A RU2017121201 A RU 2017121201A RU 2017121201 A RU2017121201 A RU 2017121201A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
nonionic surfactant
general formula
naoh
chloroacetic acid
carboxymethylation
Prior art date
Application number
RU2017121201A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2708734C2 (ru
RU2017121201A3 (ru
Inventor
Кристиан Биттнер
Гюнтер Еттер
Зебастиан Александер ВАЙССЕ
Ханс-Кристиан РАТС
Джэк ТИНСЛИ
Марсель Патрик КИНЛЕ
Original Assignee
Басф Се
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=54548174&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU2017121201(A) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Басф Се filed Critical Басф Се
Publication of RU2017121201A publication Critical patent/RU2017121201A/ru
Publication of RU2017121201A3 publication Critical patent/RU2017121201A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2708734C2 publication Critical patent/RU2708734C2/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K23/00—Use of substances as emulsifying, wetting, dispersing, or foam-producing agents
    • C09K23/017—Mixtures of compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/20—Displacing by water
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/28—Friction or drag reducing additives
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • C09K8/524—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning organic depositions, e.g. paraffins or asphaltenes

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Detergent Compositions (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Claims (178)

1. Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений, при котором водную, содержащую соли композицию поверхностно-активных веществ, содержащую смесь поверхностно-активных веществ, для снижения поверхностного натяжения между нефтью и водой до величины <0,1 мН/м при пластовой температуре по меньшей мере через одну нагнетательную скважину нагнетают в нефтяное месторождение, а из этого месторождения по меньшей мере через одну добывающую скважину извлекают сырую нефть, отличающийся тем, что
a) нефтяное месторождение имеет пластовую температуру от 55°С до 150°С, сырую нефть с более чем 20° API и пластовую воду, содержащую более чем 100 частей на млн двухвалентных катионов;
и
b) смесь поверхностно-активных веществ содержит по меньшей мере одно анионное поверхностно-активное вещество (А) общей формулы (I)
Figure 00000001
и по меньшей мере одно неионогенное поверхностно-активное вещество (В) общей формулы (II)
Figure 00000002
,
причем при нагнетании в смеси поверхностно-активных веществ молярное соотношение анионного поверхностно-активного вещества (А) и неионогенного поверхностно-активного вещества (В) составляет от 51:49 до 92:8, а неионогенное поверхностно-активное вещество (В) служит в качестве исходного материала для анионного поверхностно-активного вещества (А),
причем
R1 представляет собой первичный, линейный или разветвленный, насыщенный или ненасыщенный, алифатический углеводородный остаток с числом атомов углерода от 10 до 36; и
R2 представляет собой линейный, насыщенный алифатический углеводородный остаток с числом атомов углерода от 2 до 14; и
М представляет собой Н, Na, K или NH4; и
x представляет собой число от 0 до 10; и
y представляет собой число от 0 до 50; и
z представляет собой число от 1 до 35;
причем сумма из x+y+z представляет собой число от 3 до 80, а алкоксилатные группы x+y+z могут быть распределены статистически, расположены с чередованием или блоками; и
причем сумма из x+y составляет число >0, если в случае R1 речь идет о первичном, линейном, насыщенном или ненасыщенном, алифатическом углеводородном остатке с числом атомов углерода от 10 до 36;
и
с) концентрация всех поверхностно-активных веществ вместе составляет от 0,05 до 0,49% масс., в пересчете на общее количество водной, содержащей соли композиции поверхностно-активных веществ.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при нагнетании в смеси поверхностно-активных веществ молярное соотношение анионного поверхностно-активного вещества (А) и неионогенного поверхностно-активного вещества (В) составляет от 60:40 до 92:8, а неионогенное поверхностно-активное вещество (В) служит в качестве исходного материала для анионного поверхностно-активного вещества (А).
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при нагнетании в смеси поверхностно-активных веществ молярное соотношение анионного поверхностно-активного вещества (А) и неионогенного поверхностно-активного вещества (В) составляет от 60:40 до 92:8, предпочтительно от 70:30 до 92:8, а неионогенное поверхностно-активное вещество (В) служит в качестве исходного материала для анионного поверхностно-активного вещества (А), и предпочтительно поверхностное натяжение между нефтью и водой снижают до величины <0,05 мН/м при пластовой температуре.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что при нагнетании в смеси поверхностно-активных веществ молярное соотношение анионного поверхностно-активного вещества (А) и неионогенного поверхностно-активного вещества (В) составляет от 70:30 до 89:11, неионогенное поверхностно-активное вещество (В) служит в качестве исходного материала для анионного поверхностно-активного вещества (А), и поверхностное натяжение между нефтью и водой снижают до величины <0,01 мН/м.
5. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что
R1 представляет собой первичный, линейный или разветвленный, насыщенный или ненасыщенный, алифатический углеводородный остаток с числом атомов углерода от 10 до 36; и
R2 представляет собой линейный, насыщенный алифатический углеводородный остаток с числом атомов углерода от 2 до 14; и
М представляет собой Н, Na, K или NH4; и
x представляет собой число от 1 до 10; и
у представляет собой число от 0 до 50; и
z представляет собой число от 3 до 35;
причем сумма из x+y+z представляет собой число от 4 до 80.
6. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что
R1 представляет собой первичный, разветвленный, насыщенный алифатический углеводородный остаток с числом атомов углерода от 10 до 36; и
R2 представляет собой линейный, насыщенный алифатический углеводородный остаток с числом атомов углерода от 2 до 14; и
М представляет собой Н, Na, K или NH4; и
x представляет собой число от 0 до 10; и
y представляет собой число 0; и
z представляет собой число от 3 до 35;
причем сумма из x+y+z представляет собой число от 3 до 45.
7. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что
R1 представляет собой первичный, разветвленный, насыщенный алифатический углеводородный остаток с числом атомов углерода от 16 до 20, причем речь предпочтительно идет о 2-гексилдециле, 2-октилдециле, 2-гексилдодециле, 2-октилдодециле или смеси из указанных углеводородных остатков; и
x предпочтительно представляет собой число 0.
8. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что
R1 представляет собой первичный, разветвленный, насыщенный алифатический углеводородный остаток с числом атомов углерода от 24 до 28, причем речь идет о 2-децилтетрадециле, 2-додецилгексадециле, 2-децилгексадециле или 2-додецилтетрадециле, соответственно смеси из указанных углеводородных остатков; и
x предпочтительно представляет собой число 0.
9. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что
R1 представляет собой первичный, линейный или разветвленный, насыщенный или ненасыщенный, алифатический углеводородный остаток с числом атомов углерода от 10 до 36; и
x представляет собой число 0; и
у представляет собой число от 3 до 25; и
z представляет собой число от 3 до 30;
и сумма из x+y+z представляет собой число от 6 до 55.
10. Способ по п. 9, отличающийся тем, что
x представляет собой число 0; и
у представляет собой число от 3 до 10; и
z представляет собой число от 4 до 15;
и сумма из x+y+z представляет собой число от 7 до 25.
11. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что
R1 представляет собой первичный, линейный или разветвленный, насыщенный или ненасыщенный, алифатический углеводородный остаток с числом атомов углерода от 13 до 20.
12. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что
R1 представляет собой первичный, линейный, насыщенный алифатический углеводородный остаток с числом атомов углерода от 16 до 18.
13. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что
сумма из x+y+z представляет собой число от 7 до 24.
14. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что указанная водная композиция поверхностно-активных веществ содержит загущающий полимер из группы биополимеров или из группы сополимеров на основе акриламида.
15. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что предоставляют смесь из анионного поверхностно-активного вещества (А) общей формулы (I) и неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II) в форме концентрата, содержащего от 20% масс. до 70% масс. указанной смеси поверхностно-активных веществ, от 10% масс. до 40% масс. воды и от 10% масс. до 40% масс. дополнительного растворителя, в пересчете на общее количество концентрата, причем предпочтительно
а) указанный дополнительный растворитель выбирают из группы алифатических спиртов, имеющих от 3 до 8 атомов углерода, или из группы алкилмоноэтиленгликолей, алкилдиэтиленгликолей или алкилтриэтиленгликолей, причем алкильный остаток является алифатическим углеводородным остатком, имеющим от 3 до 6 атомов углерода;
и/или
b) этот концентрат при 20°С является текучим, а при 40°С имеет вязкость <1500 мПа⋅с при 200 Гц.
16. Способ по п. 15, отличающийся тем, что этот концентрат содержит от 0,5 до 15% масс. смеси, содержащей NaCl и динатриевую соль дигликолевой кислоты, причем NaCl присутствует в избытке по отношению к динатриевой соли дигликолевой кислоты.
17. Способ по п. 15, отличающийся тем, что этот концентрат в качестве дополнительного растворителя содержит бутилдиэтиленгликоль.
18. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что указанная водная, содержащая соли композиция поверхностно-активных веществ, помимо анионного поверхностно-активного вещества (А) общей формулы (I) и неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II), еще содержит дополнительные поверхностно-активные вещества (С), которые
a) не идентичны поверхностно-активным веществам (А) или (В),
и
b) являются из группы алкилбензолсульфонатов, альфа-олефинсульфонатов, внутренних олефинсульфонатов, парафинсульфонатов, причем эти поверхностно-активные вещества имеют от 14 до 28 атомов углерода;
и/или
с) выбирают из группы алкилэтоксилатов и алкилполиглюкозидов, причем каждый из алкильных остатков имеет от 8 до 18 атомов углерода.
19. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что указанная водная, содержащая соли композиция поверхностно-активных веществ, помимо анионного поверхностно-активного вещества (А) общей формулы (I) и неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II), еще содержит дополнительный растворитель, который выбирают из группы алифатических спиртов, имеющих от 3 до 8 атомов углерода, или из группы алкилмоноэтиленгликолей, алкилдиэтилен-гликолей или алкилтриэтиленгликолей, причем алкильный остаток представляет собой алифатический углеводородный остаток, имеющий от 3 до 6 атомов углерода.
20. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что указанное месторождение представляет собой месторождение из песчаника, и что в нем содержатся более 70 массовых процентов из песка (кварца и/или полевого шпата) и могут содержаться до 25 массовых процентов других минералов, выбранных из каолина, смектита, иллита, хлорита и/или пирита.
21. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что при добыче нефти из подземных нефтяных месторождений речь идет о способе заводнения с поверхностно-активным веществом, соответственно о способе заводнения с поверхностно-активным веществом и полимером, а не о способе заводнения со щелочью, поверхностно-активным веществом и полимером, соответственно не о способе заводнения, при котором совместно нагнетают Na2CO3.
22. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что при добыче нефти из подземных нефтяных месторождений речь идет о заводнении с микроэмульсией Винзор типа III.
23. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что смесь поверхностно-активных веществ получают из анионного поверхностно-активного вещества (А) общей формулы (I) и неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II) при по меньшей мере одном из следующих условий реакции:
- анионное поверхностно-активное вещество (А) общей формулы (I) получат путем взаимодействия неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II), предпочтительно при перемешивании, в реакторе с хлоруксусной кислотой или натриевой солью хлоруксусной кислоты, в присутствии гидроксида щелочного металла или водного гидроксида щелочного металла, причем образующуюся реакционную воду удаляют таким образом, что содержание воды в реакторе при помощи приложения вакуума и/или при помощи пропускания азота во время карбоксиметилирования поддерживается при значении от 0,2 до 1,7%;
- при карбоксиметилировании используют водный NaOH в качестве гидроксида щелочного металла и водную хлоруксусную кислоту, причем NaOH используют в соотношении с хлоруксусной кислотой от 2 экв. к 1 экв. до 2,2 экв. к 1 экв.;
и
неионогенное поверхностно-активное вещество (В) получают или посредством катализируемого основанием алкоксилирования с использованием KOH или NaOH или CsOH или посредством алкоксилирования с использованием двойного металлцианидного катализатора, а катализатор алкоксилирования после окончания алкоксилирования не нейтрализуют и не отделяют; и
неионогенное поверхностно-активное вещество (В) общей формулы (II) при карбоксиметилировании загружают в реактор и при температуре 60-110°С параллельно, на протяжении промежутка времени 1-7 часов, добавляют гидроксид натрия и хлоруксусную кислоту, причем добавление на протяжении всего промежутка времени осуществляют непрерывно или одинаковыми порциями с часовыми интервалами, и причем стехиометрическое соотношение неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II) и хлоруксусной кислоты составляет от 1 экв. к 1 экв. до 1 экв. к 1,9 экв.;
и
содержание воды в реакторе поддерживают преимущественно на среднем значении от 0,2 до 1,7% при помощи приложения вакуума и/или при помощи пропускания азота во время карбоксиметилирования; и/или
- при карбоксиметилировании используют NaOH в качестве гидроксида щелочного металла и натриевую соль хлоруксусной кислоты, причем NaOH используют в соотношении с натриевой солью хлоруксусной кислоты от 1 экв. к 1 экв. до 1 экв. к 1,9 экв.;
и
неионогенное поверхностно-активное вещество (В) получают посредством катализируемого основанием алкоксилирования с использованием KOH или NaOH или CsOH и предпочтительно используют при карбоксиметилировании не нейтрализованным; и
неионогенное поверхностно-активное вещество (В) общей формулы (II) при карбоксиметилировании загружают в реактор совместно с NaOH, соответственно водным NaOH, причем стехиометрическое соотношение неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II) и NaOH составляет от 1 экв. к 1 экв. до 1 экв. к 1,5 экв, устанавливают температуру 60-110°С и это неионогенное поверхностно-активное вещество (В) общей формулы (II) при помощи приложения вакуума и/или пропускания азота подвергают реакции с получением соответствующей натриевой соли R1-O- (CH2C(R2)HO)x-(CH2C(CH3)HO)y-(CH2CH2O)z-Na и при температуре 60-110°С целиком или предпочительно на протяжении промежутка времени 4-12 часов добавляют натриевую соль хлоруксусной кислоты, причем стехиометрическое соотношение неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II) и натриевой соли хлоруксусной кислоты составляет от 1 экв. к 1 экв. до 1 экв. к 1,9 экв., и причем добавление на протяжении всего промежутка времени осуществляют непрерывно или одинаковыми порциями с часовыми интервалами; и
содержание воды в реакторе поддерживают при значении от 0,2 до 1,7% при помощи приложения вакуума и/или при помощи пропускания азота во время карбоксиметилирования;
- при карбоксиметилировании используют твердый NaOH в качестве гидроксида щелочного металла и натриевую соль хлоруксусной кислоты, причем NaOH используют в соотношении с натриевой солью хлоруксусной кислоты от 1 экв. к 1 экв. до 1,1 экв. к 1 экв.;
и
неионогенное поверхностно-активное вещество (В) получают посредством катализируемого основанием алкоксилирования с применением KOH или NaOH или CsOH, а потом нейтрализуют с помощью уксусной кислоты и используют при карбоксиметилировании вначале вместе с 0,5-1,5% воды;
и
натриевую соль хлоруксусной кислоты и неионогенное поверхностно-активное вещество (В) общей формулы (II) при карбоксиметилировании загружают в реактор совместно, причем стехиометрическое соотношение неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II) и натриевой соли хлоруксусной кислоты составляет от 1 экв. к 1 экв. до 1 экв. к 1,9 экв., и при температуре 20-70°С на протяжении промежутка времени 4-12 часов добавляют гидроксид натрия, причем добавление на протяжении всего промежутка времени осуществляют непрерывно или одинаковыми порциями с часовыми интервалами;
и
содержание воды в реакторе поддерживают при значении от 0,2 до 1,7% при помощи приложения вакуума и/или при помощи пропускания азота во время карбоксиметилирования;
- при карбоксиметилировании используют твердый NaOH в качестве гидроксида щелочного металла и натриевую соль хлоруксусной кислоты, причем NaOH, соответственно в случае основного алкоксилата сумма из NaOH и R1-O-(CH2C(R2)HO)x-(CH2C(CH3)HO)y-(CH2CH2O)z-K, соответственно в случае основного алкоксилата сумма из NaOH и R1-O-(CH2C(R2)HO)x-CH2C(CH3)HO)y-(CH2CH2O)z-Na, соответственно в случае основного алкоксилата сумма из NaOH и R1-O-(CH2C(R2)HO)x-(CH2C(CH3)HO)y-(CH2CH2O)z-Cs по отношению к натриевой соли хлоруксусной кислоты составляет от 1,1 экв. к 1 экв. до 1 экв. к 1,5 экв., причем соотношение неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II) и NaOH составляет от 1 экв. к 1 экв. до 1 экв. к 1,5 экв.;
и
неионогенное поверхностно-активное вещество (В) получают посредством катализируемого основанием алкоксилирования с использованием KOH или NaOH или CsOH или смеси из NaOH и KOH, и используют при карбоксиметилировании или в нейтрализованной и отфильтрованной (т.е, свободной от солей) форме или в форме не нейтрализованного основного алкоксилата; и
натриевую соль хлоруксусной кислоты и неионогенное поверхностно-активное вещество (В) общей формулы (II) при карбоксиметилировании загружают в реактор совместно, причем стехиометрическое соотношение неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II) и натриевой соли хлоруксусной кислоты составляет от 1 экв. к 1 экв. до 1 экв. к 1,9 экв., и при температуре 20-70°С на протяжении промежутка времени 4-12 часов добавляют гидроксид натрия, причем добавление на протяжении всего промежутка времени осуществляютт непрерывно или одинаковыми порциями с часовыми интервалами;
и
содержание воды в реакторе поддерживают при значении от 0,2 до 1,7% при помощи приложения вакуума и/или при помощи пропускания азота во время карбоксиметилирования;
- при карбоксиметилировании используют твердый NaOH в качестве гидроксида щелочного металла и натриевую соль хлоруксусной кислоты, причем NaOH используют в соотношении с натриевой солью хлоруксусной кислоты от 1 экв. к 1 экв. до 1,1 экв. к 1 экв.;
и
неионогенное поверхностно-активное вещество (В) получают посредством алкоксилирования с использованием катализа двойными металлцианидами;
и
натриевую соль хлоруксусной кислоты и неионогенное поверхностно-активное вещество (В) общей формулы (II) при карбоксиметилировании загружают в реактор совместно, причем стехиометрическое соотношение неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II) и натриевой соли хлоруксусной кислоты составляет от 1 экв. к 1 экв. до 1 экв. к 1,9 экв., и при температуре 20-70°С на протяжении промежутка времени 4-12 часов добавляют гидроксид натрия, причем добавление на протяжении всего промежутка времени осуществляют непрерывно или одинаковыми порциями с часовыми интервалами;
и
содержание воды в реакторе поддерживают при значении от 0,2 до 1,7% при помощи приложения вакуума и/или при помощи пропускания азота во время карбоксиметилирования.
24. Способ получения при помощи карбоксиметилирования смеси поверхностно-активных веществ, содержащей по меньшей мере одно анионное поверхностно-активное вещество (А) общей формулы (I)
Figure 00000003
и по меньшей мере одно неионогенное поверхностно-активное вещество (В) общей формулы (II)
Figure 00000004
,
причем молярное соотношение анионного поверхностно-активного вещества (А) и неионогенного поверхностно-активного вещества (В) составляет от 51:49 до 92:8, а неионогенное поверхностно-активное вещество (В) служит в качестве исходного материала для анионного поверхностно-активного вещества (А),
причем
R1 представляет собой первичный, линейный или разветвленный, насыщенный или ненасыщенный, алифатический углеводородный остаток с числом атомов углерода от 10 до 36; и
R2 представляет собой линейный, насыщенный алифатический углеводородный остаток с числом атомов углерода от 2 до 14; и
М представляет собой Н, Na, K или NH4; и
x представляет собой число от 0 до 10; и
у представляет собой число от 0 до 50; и
z представляет собой число от 1 до 35;
причем сумма из x+y+z представляет собой число от 3 до 80, а алкоксилатные группы x+y+z могут быть распределены статистически, расположены с чередованием или блоками; и
причем сумма из x+y означает число >0, если в случае R1 речь идет о первичном, линейном, насыщенном или ненасыщенном, алифатическом углеводородном остатке с числом атомов углерода от 10 до 36, причем используют по меньшей мере одно из нижеследующих условий реакции:
- анионное поверхностно-активное вещество (А) общей формулы (I) получают посредством взаимодействия неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II), предпочтительно при перемешивании, в реакторе с хлоруксусной кислотой или натриевой солью хлоруксусной кислоты, в присутствии гидроксида щелочного металла или водного гидроксида щелочного металла, причем образующуюся реакционную воду удаляют таким образом, что содержание воды в реакторе при помощи приложения вакуума и/или при помощи пропускания азота во время карбоксиметилирования поддерживается при значении от 0,2 до 1,7%;
- при карбоксиметилировании используют водный NaOH в качестве гидроксида щелочного металла и водную хлоруксусную кислоту, причем NaOH используют в соотношении с хлоруксусной кислотой от 2 экв. к 1 экв. до 2,2 экв. к 1 экв.;
и
неионогенное поверхностно-активное вещество (В) получают или посредством катализируемого основанием алкоксилирования с использованием KOH или NaOH или CsOH или посредством алкоксилирования с использованием двойного металлцианидного катализатора, а катализатор алкоксилирования после окончания алкоксилирования не нейтрализуют и не отделяют;
и
неионогенное поверхностно-активное вещество (В) общей формулы (II) при карбоксиметилировании загружают в реактор и при температуре 60-110°С параллельно, на протяжении промежутка времени 1-7 часов, добавляют гидроксид натрия и хлоруксусную кислоту, причем добавление на протяжении всего промежутка времени осуществляют непрерывно или одинаковыми порциями с часовыми интервалами, и причем стехиометрическое соотношение неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II) и хлоруксусной кислоты составляет от 1 экв. к 1 экв. до 1 экв. к 1,9 экв.;
и
содержание воды в реакторе поддерживают преимущественно на среднем значении от 0,2 до 1,7% при помощи приложения вакуума и/или при помощи пропускания азота во время карбоксиметилирования;
- при карбоксиметилировании используют NaOH в качестве гидроксида щелочного металла и натриевую соль хлоруксусной кислоты, причем NaOH используют в соотношении с натриевой солью хлоруксусной кислоты от 1 экв. к 1 экв. до 1 экв. к 1,9 экв.;
и
неионогенное поверхностно-активное вещество (В) получают посредством катализируемого основанием алкоксилирования с использованием KOH или NaOH или CsOH и предпочтительно используют при карбоксиметилирования не нейтрали-зованным;
и
неионогенное поверхностно-активное вещество (В) общей формулы (II) при карбоксиметилировании загружают в реактор совместно с NaOH. соответственно водным NaOH, причем стехиометрическое соотношение неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II) и NaOH составляет от 1 экв. к 1 экв. до 1 экв. к 1,5 экв., устанавливают температуру 60-110°С и это неионогенное поверхностно-активное вещество (В) общей формулы (II) при помощи приложения вакуума и/или пропускания азота подвергают реакции с получением соответствующей натриевой соли R1-O-(CH2C(R2)HO)x-(CH2C(CH3)HO)y-(CH2CH2O)z-Na и при температуре 60-110°С целиком или предпочтительно на протяжении промежутка времени 4-12 часов добавляют натриевую соль хлоруксусной кислоты, причем стехиометрическое соотношение неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II) и натриевой соли хлоруксусной кислоты составляет от 1 экв. к 1 экв. до 1 экв. к 1,9 экв., и причем добавление на протяжении всего промежутка времени осуществляют непрерывно или одинаковыми порциями с часовыми интервалами;
и
содержание воды в реакторе поддерживают при значении от 0,2 до 1,7% при помощи приложения вакуума и/или при помощи пропускания азота во время карбоксиметилирования;
- при карбоксиметилировании применяют твердый NaOH в качестве гидроксида щелочного металла и натриеваю соль хлоруксусной кислоты, причем NaOH используют в соотношении с натриевой солью хлоруксусной кислоты от 1 экв. к 1 экв. до 1,1 экв. к 1 экв.;
и
неионогенное поверхностно-активное вещество (В) получают посредством катализируемого основанием алкоксилирования с использованием KOH или NaOH или CsOH, а потом нейтрализуют с помощью уксусной кислоты и используют при карбоксиметилировании вначале вместе с 0,5-1,5% воды;
и
натриевую соль хлоруксусной кислоты и неионогенное поверхностно-активное вещество (В) общей формулы (II) при карбоксиметилировании загружают в реактор совместно, причем стехиометрическое соотношение неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II) и натриевой соли хлоруксусной кислоты составляет от 1 экв. к 1 экв. до 1 экв. к 1,9 экв., и при температуре 20-70°С на протяжении промежутка времени 4-12 часов добавляют гидроксид натрия, причем добавление на протяжении всего промежутка времени осуществляют непрерывно или одинаковыми порциями с часовыми интервалами;
и
содержание воды в реакторе поддерживают при значении от 0,2 до 1,7% при помощи приложения вакуума и/или при помощи пропускания азота во время карбоксиметилирования;
- при карбоксиметилировании используют твердый NaOH в качестве гидроксида щелочного металла и натриевую соль хлоруксусной кислоты, причем NaOH, соответственно в случае основного алкоксилата сумма из NaOH и R1-O-(CH2C(R2)HO)x-(CH2C(CH3)HO)y-(CH2CH2O)z-K, соответственно в случае основного алкоксилата сумма из NaOH и R1-O-(CH2C(R2)HO)x-(CH2C(CH3)HO)y-(CH2CH2O)z- Na, соответственно в случае основного алкоксилата сумма из NaOH и R1-O-(CH2C(R2)HO)x-(CH2C(CH3)HO)y-(CH2CH2O)z-Cs по отношению к натриевой соли хлоруксусной кислоты составляет от 1,1 экв. к 1 экв. до 1 экв. к 1,5 экв., причем соотношение неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II) и NaOH составляет от 1 экв. к 1 экв. до 1 экв. к 1,5 экв.;
и
неионогенное поверхностно-активное вещество (В) получают посредством катализируемого основанием алкоксилирования с использованием KOH или NaOH или CsOH или смеси из NaOH и KOH, и используют при карбоксиметилировани или в нейтрализованной и отфильтрованной (т.е. в свободной от солей) форме или в форме не нейтрализованного основного алкоксилата;
и
натриевую соль хлоруксусной кислоты и неионогенное поверхностно-активное вещество (В) общей формулы (II) при карбоксиметилировании загружают в реактор совместно, причем стехиометрическое соотношение неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II) и натриевой соли хлоруксусной кислоты составляет от 1 экв. к 1 экв. до 1 экв. к 1,9 экв., и при температуре 20-70°С на протяжении промежутка времени 4-12 часов добавляют гидроксид натрия, причем добавление на протяжении всего промежутка времени осуществляют непрерывно или одинаковыми порциями с часовыми интервалами;
и
содержание воды в реакторе поддерживают при значении от 0,2 до 1,7% при помощи приложения вакуума и/или при помощи пропускания азота во время карбоксиметилирования;
- при карбоксиметилировании используют твердый NaOH в качестве гидроксида щелочного металла и натриевую соль хлоруксусной кислоты, причем NaOH используют в соотношении с натриевой солью хлоруксусной кислоты от 1 экв. к 1 экв. до 1,1 экв. к 1 экв.;
и
неионогенное поверхностно-активное вещество (В) получают посредством алкоксилирования с использованием катализа двойными металлцианидами; и
натриевую соль хлоруксусной кислоты и неионогенное поверхностно-активное вещество (В) общей формулы (II) при карбоксиметилировании загружают в реактор совместно, причем стехиометрическое соотношение неионогенного поверхностно-активного вещества (В) общей формулы (II) и натриевой соли хлоруксусной кислоты составляет от 1 экв. к 1 экв. до 1 экв. к 1,9 экв., и при температуре 20-70°С на протяжении промежутка времени 4-12 часов добавляют гидроксид натрия, причем добавление на протяжении всего промежутка времени осуществляют непрерывно или одинаковыми порциями с часовыми интервалами;
и
содержание воды в реакторе поддерживают при значении от 0,2 до 1,7% при помощи приложения вакуума и/или при помощи пропускания азота во время карбоксиметилирования.
25. Концентрат со смесью поверхностно-активных веществ, содержащей по меньшей мере одно анионное поверхностно-активное вещество (А) общей формулы (I)
Figure 00000005
и по меньшей мере одно неионогенное поверхностно-активное вещество (В) общей формулы (II)
Figure 00000006
,
причем молярное соотношение анионного поверхностно-активного вещества (А) и неионогенного поверхностно-активного вещества (В) составляет от 51:49 до 92:8, а неионогенное поверхностно-активное вещество (В) служит в качестве исходного материала для анионного поверхностно-активного вещества (А),
причем
R1 представляет собой первичный, линейный или разветвленный, насыщенный или ненасыщенный, алифатический углеводородный остаток с числом атомов углерода от 10 до 36; и
R2 представляет собой линейный, насыщенный алифатический углеводородный остаток с числом атомов углерода от 2 до 14; и
М представляет собой Н, Na, K или NH4; и
x представляет собой число от 0 до 10; и
у представляет собой число от 0 до 50; и
z представляет собой число от 1 до 35;
причем сумма из x+y+z представляет собой число от 3 до 80, а алкоксилатные группы x+y+z могут быть распределены статистически, расположены с чередованием или блоками; и
причем сумма из x+y означает число >0, если в случае R1 речь идет о первичном, линейном, насыщенном или ненасыщенном, алифатическом углеводородном остатке с числом атомов углерода от 10 до 36, причем этот концентрат содержит от 20% масс. до 70% масс. смеси поверхностно-активных веществ, от 10% масс. до 40% масс. воды и от 10% масс. до 40% масс. дополнительного растворителя, в каждом случае в пересчете на общее количество концентрата, причем предпочтительно
а) указанный дополнительный растворитель выбран из группы алифатических спиртов, имеющих от 3 до 8 атомов углерода, или из группы алкилмоноэтиленгликолей, алкилдиэтиленгликолей или алкилтриэтиленгликолей, причем алкильный остаток является алифатическим углеводородным остатком, имеющим от 3 до 6 атомов углерода;
и/или
b) этот концентрат при 20°С является текучим, а при 40°С имеет вязкость <1500 мПа⋅с при 200 Гц.
26. Концентрат по п. 25, отличающийся тем, что этот концентрат содержит от 0,5 до 15% масс. смеси, содержащей NaCl и динатриевую соль дигликолевой кислоты, причем NaCl присутствует в избытке по отношению к динатриевой соли дигликолевой кислоты.
RU2017121201A 2014-11-18 2015-11-17 Способ добычи нефти RU2708734C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201462081062P 2014-11-18 2014-11-18
US62/081,062 2014-11-18
PCT/EP2015/076832 WO2016079121A1 (de) 2014-11-18 2015-11-17 Verfahren zur erdölförderung

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2017121201A true RU2017121201A (ru) 2018-12-19
RU2017121201A3 RU2017121201A3 (ru) 2019-06-14
RU2708734C2 RU2708734C2 (ru) 2019-12-11

Family

ID=54548174

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017121201A RU2708734C2 (ru) 2014-11-18 2015-11-17 Способ добычи нефти

Country Status (16)

Country Link
US (2) US10266751B2 (ru)
EP (1) EP3221417B1 (ru)
JP (1) JP6775501B2 (ru)
KR (1) KR102479609B1 (ru)
CN (1) CN107208472B (ru)
AR (1) AR103984A1 (ru)
AU (1) AU2015348408B2 (ru)
BR (1) BR112017010367B1 (ru)
CA (1) CA2967158C (ru)
CO (1) CO2017006004A2 (ru)
EC (1) ECSP17037938A (ru)
ES (1) ES2762956T3 (ru)
MX (1) MX2017006546A (ru)
MY (1) MY194073A (ru)
RU (1) RU2708734C2 (ru)
WO (1) WO2016079121A1 (ru)

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2708734C2 (ru) * 2014-11-18 2019-12-11 Басф Се Способ добычи нефти
CN106050196B (zh) * 2016-06-08 2019-03-08 西南石油大学 一种海上稠油油藏早期注聚较佳转注时机的确定方法
WO2018219654A1 (de) 2017-05-30 2018-12-06 Basf Se Verfahren zur erdölförderung unterirdischer vorkommen mit hoher temperatur und salinität
CA3068976A1 (en) * 2017-06-30 2019-01-03 Dow Global Technologies Llc Low temperature stabilized surfactant blend for enhanced oil recovery
EP3652268B1 (en) * 2017-07-14 2021-04-28 Basf Se Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery
CA3068362A1 (en) * 2017-07-14 2019-01-17 Basf Se Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery
BR112020005500A2 (pt) * 2017-09-21 2020-09-29 Basf Se método para produzir petróleo mineral, mistura de tensoativos, método para produzir uma mistura de tensoativos, concentrado, e, uso de uma mistura de tensoativos
CN112513224B (zh) * 2018-03-22 2024-03-26 萨索尔化学品有限公司 作为用于重油采收的蒸汽泡沫添加剂的烷基烷氧基化羧酸盐
EP3884010A1 (de) 2018-11-23 2021-09-29 Basf Se Verfahren zur erdölförderung unterirdischer vorkommen mit hoher salinität
EP3699255A1 (fr) 2019-02-22 2020-08-26 Rhodia Operations Formulations moussantes pour la recuperation assistee du petrole
CN109899044A (zh) * 2019-03-26 2019-06-18 北京勃兴石油科技有限公司 一种调驱洗交替注入提高原油采收率的方法
RU2727986C1 (ru) * 2020-02-04 2020-07-28 Александр Валерьевич Ворошилов Состав для вытеснения нефти
RU2764968C1 (ru) * 2020-09-10 2022-01-24 Общество с ограниченной ответственностью ООО "САНСОРС МИНЕРАЛС" Композиция и способ для обработки нефтяных пластов
CN114479811B (zh) * 2020-10-26 2023-07-04 中国石油化工股份有限公司 一种阴离子-非离子表面活性剂及其制备方法与应用
CN115491188B (zh) * 2022-10-14 2023-07-28 中国石油化工股份有限公司 一种油田开发驱替乳液及其制备方法和应用

Family Cites Families (56)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3639279A (en) * 1969-04-01 1972-02-01 Halliburton Co SCALE REMOVAL COMPOSITION AND METHOD USING SALT OF DIGLYCOLIC ACID AND BASE AT pH ABOVE 5
CA1006453A (en) 1972-06-21 1977-03-08 Joseph B. Biasotti Method for transportation of waxy crude oils
US3867574A (en) 1973-06-20 1975-02-18 Gen Motors Corp Three phase jump encoder and decoder
FR2268006B1 (ru) 1974-04-17 1980-08-14 Huels Chemische Werke Ag
US4276933A (en) * 1978-04-28 1981-07-07 Texaco Inc. Surfactant waterflood method for the recovery of oil
ATE4468T1 (de) 1980-09-10 1983-09-15 Chemische Werke Huels Ag Verfahren zur gewinnung von oel aus einer unterirdischen lagerstaette.
DE3033927C2 (de) * 1980-09-10 1982-09-09 Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl Verfahren zur Gewinnung von weitgehend emulsionsfreiem Öl aus einer unterirdischen Lagerstätte
DE3105913C2 (de) 1981-02-18 1983-10-27 Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl Verfahren zur Gewinnung von Öl aus unterirdischen Lagerstätten durch Emulsionsfluten
ATE17772T1 (de) 1981-09-01 1986-02-15 Huels Chemische Werke Ag Verfahren zur gewinnung von oel aus einer unterirdischen lagerstaette.
DE3230677A1 (de) * 1982-08-18 1984-02-23 Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl Verfahren zur herstellung von carboxymethylierten alkoholen, etheralkoholen, thioalkoholen oder alkylphenolen
US4738789A (en) * 1983-06-20 1988-04-19 Jones L W Surfactant solvent composition
NL8400706A (nl) * 1984-03-05 1985-10-01 Chem Y Wasmiddel.
DE3523355A1 (de) * 1985-06-29 1987-01-08 Huels Chemische Werke Ag Verfahren zur gewinnung von oel aus unterirdischem speichergestein
DE3531214A1 (de) 1985-08-31 1987-03-05 Huels Chemische Werke Ag Verfahren zur injektivitaetserhoehung von einpressbohrungen bei der oelfoerderung mittels wasserfluten
US4811788A (en) 1986-02-13 1989-03-14 The Standard Oil Company Surfactant combinations and enhanced oil recovery method employing same
DE3818626A1 (de) 1988-06-01 1989-12-14 Huels Chemische Werke Ag Konzentrierte pumpbare polyethercarboxylate
DE3829315A1 (de) 1988-08-30 1990-03-01 Sandoz Ag Stabile loesungen von carboxymethylierten aethylenoxidaddukten
HUT64782A (en) * 1990-11-16 1994-02-28 Procter & Gamble Quick washing up composition containing alkyl-ethoxy-carboxylate as surface active agent and calcium or magnesium ions
US5378409A (en) 1990-11-16 1995-01-03 The Procter & Gamble Co. Light duty dishwashing detergent composition containing an alkyl ethoxy carboxylate surfactant and ions
NL9201339A (nl) * 1992-07-24 1994-02-16 Chem Y Gmbh Vloeibare geconcentreerde oplossingen van alkylethercarbonzuurzouten in water.
DE4325237A1 (de) 1993-07-28 1995-02-02 Basf Ag Verfahren zur Herstellung von Alkoxylierungsprodukten in Gegenwart von mit Additiven modifizierten Mischhydroxiden
JP2000154163A (ja) 1998-11-20 2000-06-06 Sanyo Chem Ind Ltd エーテルカルボン酸塩の製造方法
DE19928128C1 (de) 1999-06-19 2000-11-30 Clariant Gmbh Verfahren zur Herstellung von Ethercarbonsäuren mit niedrigem Restalkohol
DE10243361A1 (de) 2002-09-18 2004-04-01 Basf Ag Alkoxylatgemische und diese enthaltende Waschmittel
FR2868783B1 (fr) 2004-04-07 2006-06-16 Snf Sas Soc Par Actions Simpli Nouveaux polymeres amphoteres associatifs de haut poids moleculaire et leurs applications
DE102005026716A1 (de) * 2005-06-09 2006-12-28 Basf Ag Tensidmischungen für die tertiäre Erdölförderung
JP2008303207A (ja) 2007-05-07 2008-12-18 Kao Corp エーテルカルボキシレートの製造方法
US20090057608A1 (en) 2007-06-27 2009-03-05 Michiel Barend Eleveld Alkoxylate composition and a process for preparing the same
EP2203419A1 (de) * 2007-10-16 2010-07-07 Basf Se Neuartige tenside mit polyethersulfonat-struktur, verfahren zu deren herstellung und deren verwendung zur tertiären erdölförderung
WO2009100298A1 (en) 2008-02-07 2009-08-13 Shell Oil Company Method and composition for enhanced hydrocarbons recovery
CN102057013B (zh) * 2008-04-10 2014-04-09 巴斯夫欧洲公司 用于三级原油回收的基于支化醇的表面活性剂
MY152754A (en) 2009-05-20 2014-11-28 Basf Se Hydrophobically associating copolymers
US8584750B2 (en) 2009-10-14 2013-11-19 Basf Se Process for tertiary mineral oil production using surfactant mixtures
US8596367B2 (en) * 2010-03-10 2013-12-03 Basf Se Process for producing mineral oil using surfactants based on C16C18-containing alkyl propoxy surfactants
KR20170104663A (ko) 2010-03-10 2017-09-15 바스프 에스이 Ｃ１６ｃ１８ 함유 알킬 프로폭시 계면활성제에 기초한 계면활성제를 이용한 광유 생산 방법
AR082740A1 (es) 2010-08-27 2012-12-26 Univ Texas Tensioactivos de alcoxi carboxilicos, composicion acuosa y eliminacion de material hidrocarbonado
CN102485771A (zh) 2010-12-03 2012-06-06 中国石油天然气股份有限公司 脂肪醇聚氧丙烯聚氧乙烯醚羧酸盐及其制备和应用
WO2012174370A2 (en) * 2011-06-17 2012-12-20 M-I L.L.C. Composition of polybutadiene-based formula for downhole applications
WO2013050364A1 (de) * 2011-10-04 2013-04-11 Wintershall Holding GmbH Verfahren zur förderung von erdöl aus einer unterirdischen lagerstätte
BR112014009825A2 (pt) 2011-10-24 2017-05-02 Basf Se mistura tensoativa, formulação tensoativa aquosa, processos para produzir óleo mineral e para preparar uma mistura tensoativa, e, uso de uma mistura tensoativa
FR2986008B1 (fr) 2012-01-25 2015-02-20 Rhodia Operations Agents desorbants pour la recuperation assistee du petrole
AR090723A1 (es) 2012-04-19 2014-12-03 Univ Texas Tensioactivos hidrofobos cortos
WO2014063933A1 (de) 2012-10-26 2014-05-01 Basf Se Verfahren zur erdölförderung unter verwendung von tensiden auf basis von anionischen alkylalkoxylaten, welche aus glycidylethern aufgebaut wurden
US20140116689A1 (en) 2012-10-26 2014-05-01 Basf Se Process for mineral oil production using surfactants based on anionic alkyl alkoxylates which have been formed from glycidyl ethers
CN104870518B (zh) 2012-12-17 2018-01-02 巴斯夫欧洲公司 制备大单体的方法
MY171132A (en) 2012-12-17 2019-09-27 Basf Se Water-soluble, hydrophobically associating copolymers having novel hydrophobically associating monomers
MX359469B (es) 2013-02-04 2018-09-28 Basf Se Proceso para el tratamiento de formaciones subterraneas que tienen petróleo que comprenden rocas de carbonato.
JP6505106B2 (ja) 2013-12-13 2019-04-24 ビーエーエスエフ ソシエタス・ヨーロピアＢａｓｆ Ｓｅ 石油産出の方法
WO2015135855A1 (de) 2014-03-12 2015-09-17 Basf Se Verfahren zum co2-fluten unter verwendung von c12-14-alk(en)ylpolyalkoxylaten
CA2941190A1 (en) 2014-03-12 2015-09-17 Basf Se Method for co2-flooding using alk(en)yl polyglucosides
WO2015135708A1 (de) 2014-03-12 2015-09-17 Basf Se Verfahren zum co2-fluten unter verwendung von alk(en)ylpolyethersulfonaten
WO2015135851A1 (de) 2014-03-12 2015-09-17 Basf Se Verfahren zum co2-fluten unter verwendung verzweigter c10-alkylpolyalkoxylate
WO2015140102A1 (de) 2014-03-20 2015-09-24 Basf Se Verfahren zur tertiären erdölförderung unter verwendung von alkoxylaten mit mittelständigem propylenoxy-block
WO2015189060A1 (de) 2014-06-11 2015-12-17 Basf Se Amphiphile makromonomere, verfahren zur herstellung von amphiphilen makromonomeren, copolymere umfassend amphiphile makromonomere sowie verwendung derartiger copolymere für die tertiäre erdölförderung
WO2016030341A1 (de) 2014-08-26 2016-03-03 Basf Se Verfahren zur tertiären erdölförderung unter verwendung von hydrophob assoziierenden copolymeren mit verbesserter injektivität
RU2708734C2 (ru) * 2014-11-18 2019-12-11 Басф Се Способ добычи нефти

Also Published As

Publication number Publication date
MX2017006546A (es) 2018-01-26
BR112017010367B1 (pt) 2022-08-02
JP2018501337A (ja) 2018-01-18
CN107208472B (zh) 2020-11-24
CO2017006004A2 (es) 2017-11-10
CN107208472A (zh) 2017-09-26
ECSP17037938A (es) 2017-12-01
US20190203103A1 (en) 2019-07-04
KR102479609B1 (ko) 2022-12-20
BR112017010367A2 (pt) 2017-12-26
WO2016079121A1 (de) 2016-05-26
EP3221417A1 (de) 2017-09-27
AR103984A1 (es) 2017-06-21
MY194073A (en) 2022-11-10
ES2762956T3 (es) 2020-05-26
US20170355897A1 (en) 2017-12-14
KR20170085568A (ko) 2017-07-24
JP6775501B2 (ja) 2020-10-28
AU2015348408A1 (en) 2017-06-08
US10266751B2 (en) 2019-04-23
AU2015348408B2 (en) 2019-08-15
CA2967158C (en) 2024-02-20
RU2708734C2 (ru) 2019-12-11
RU2017121201A3 (ru) 2019-06-14
EP3221417B1 (de) 2019-09-18
US10961432B2 (en) 2021-03-30
CA2967158A1 (en) 2016-05-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2017121201A (ru) Способ добычи нефти
JP2018501337A5 (ru)
US20220162499A1 (en) Method of using multicarboxylate compositions in enhanced oil recovery
RU2655344C2 (ru) Использование органических кислот или их соли в композициях на основе поверхностно-активного вещества и способах повышения нефтеотдачи
US3943160A (en) Heat-stable calcium-compatible waterflood surfactant
RU2019137467A (ru) Способ добычи нефти из подземных месторождений, имеющих высокую температуру и соленость
US9206347B2 (en) Quaternary ammonium surfactants
US11225857B2 (en) Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery
CN110055045B (zh) 一种低聚阳离子季铵盐表面活性剂增效型驱油剂
CN111373014B (zh) 用于强化采油的鲁棒性的烷基醚硫酸盐混合物
NL9000080A (nl) Werkwijze voor de secundaire oliewinning onder toepassing van gepropoxyleerde, geethoxyleerde oppervlakte-actieve middelen in zeewater.
RU2656322C2 (ru) Высококонцентрированные безводные аминные соли углеводородполиалкоксисульфатов, применение и способ применения их водных растворов
US9212545B2 (en) Use of tris(2-hydroxyphenyl)methane derivatives for tertiary mineral oil production
US20200157409A1 (en) Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery
EA041016B1 (ru) Стабильная смесь алкилэфирсульфата для повышения нефтеотдачи